Инженерия нефтяной скважины: ключевые элементы

Представьте себе мир, где энергия — это кровь экономики, а её источник, нефть, скрыта на километровых глубинах под землей. Чтобы извлечь «чёрное золото», человечество создало одно из самых сложных и высокотехнологичных инженерных сооружений — нефтяную скважину. Это тщательно спроектированный и пробуренный канал, достигающий продуктивного нефтяного пласта.

В Казахстане, обладающем значительными углеводородными ресурсами, глубина скважин может быть поразительной. Например, одной из самых глубоких в РК является скважина УГС-3 Долинская, пробуренная в 1997 году и достигающая глубины 7 километров^[1]. Эта глубина сравнима с высотой величественного пика Хан-Тенгри. В процессе бурения этой скважины, недропользователем которой являлась компания «Урал Ойл энд Газ» (дочерняя компания КМГ), были зафиксированы признаки нефтегазоносности. На данный момент скважина ликвидирована по геологическим признакам. Диаметр скважины на различных участках её ствола может варьироваться от 7,5 до 90 сантиметров. Современные буровые технологии давно вышли за рамки простого вертикального бурения. Сегодня активно применяются наклонно-направленные и горизонтальные скважины^[2]. Последние позволяют значительно увеличить площадь дренирования пласта, многократно повышая продуктивность скважины и эффективность разработки низкопроницаемых коллекторов^[3]. АО НК «КазМунайГаз» (КМГ) активно использует технологии горизонтального бурения для повышения коэффициента извлечения нефти (КИН) и вовлечения в разработку трудноизвлекаемых запасов^[4].

Поговорим подробнее о ключевых геологических терминах.

Пласт: это слово происходит от старославянского «пластъ», обозначающего «слой» или «плоскую поверхность». В геологии пласт — это геологическое тело, представляющее собой однородный слой горных пород, ограниченный снизу и сверху поверхностями напластования и простирающийся на значительное расстояние. В контексте нефтегазовой промышленности, продуктивный пласт — это тот самый слой осадочных пород, который содержит в себе промышленные скопления углеводородных флюидов (нефти или газа) и из которого их можно извлечь.

Коллектор: этот термин имеет латинское происхождение от слова «collector» (собиратель) или «colligere» (собирать, накапливать). В нефтегазовой геологии коллектор — это горная порода (например, песчаник, известняк, доломит), обладающая пористостью и проницаемостью, достаточными для накопления и пропускания углеводородных флюидов. Коллектор — это фактически «резервуар» в масштабах породы, где хранятся нефть, газ и вода. Он способен собирать и отдавать эти вещества под давлением.

Флюиды: происходит от латинского «fluidus», что означает «текучий», «льющийся», и родственно глаголу «fluere» — «течь». В общем смысле, флюид — это любое вещество, способное течь. В нефтегазовой геологии и разработке месторождений под флюидами понимают все природные субстанции, присутствующие в поровом пространстве горных пород и способные перемещаться под действием давления: это нефть, природный газ и пластовая вода. Таким образом, нефть является одним из видов флюидов. Именно за извлечением этих ценных флюидов и строятся скважины.

Каждая нефтяная скважина, независимо от её пространственной ориентации, конструктивно состоит из нескольких ключевых элементов. Процесс строительства начинается с бурения под направление.

Направление: первая обсадная колонна спускается в скважину для предупреждения размыва устья, обрушения горных пород со стенок скважины и для соединения ствола скважины с желобами циркуляционной очистной системы и цементируется до устья на всю длину.

Кондуктор: этот термин происходит от латинского «conductor», что означает «ведущий», «направляющий». В контексте бурения, кондуктор — это обсадная колонна, которая спускается и цементируется в зависимости от горно-геологических условий месторождений на относительно небольшую глубину (десятки и сотни метров) от устья. Его основная функция — изоляция неустойчивых верхних горизонтов и зон поглощения, предотвращение загрязнения поверхностных вод, а также создание надежного основания для монтажа колонной головки и противовыбросового оборудования в целях управления скважиной при возможных газо-нефте-водопроявлениях. Кондуктор фактически «направляет» дальнейшее бурение, обеспечивая стабильность на начальном этапе.

Далее идёт устье — это верхняя, приповерхностная часть скважины.

Ствол — это собственно пробуренная часть скважины, которая соединяет устье с продуктивным пластом. Ствол скважины крепится стальными обсадными трубами. Стенка скважины — это боковая поверхность горной выработки.

Обсадная колонна: этот термин описывает ряд стальных труб, которые последовательно спускаются в скважину по мере её углубления и цементируются в кольцевом пространстве между трубами и стенками скважины. Цель обсадной колонны — предотвращение обрушения стенок скважины, изоляция различных геологических горизонтов (например, водоносных пластов от нефтеносных) и обеспечение герметичности ствола. Существует несколько типов обсадных колонн (направляющая, кондукторная, промежуточная, эксплуатационная), каждая из которых выполняет свою функцию на определённом этапе бурения. Зоны несовместимые по условиям бурения перекрываются и изолируются обсадными колоннами. И наконец, забой — это самая нижняя часть скважины, непосредственно контактирующая с продуктивным пластом. Именно здесь происходит вскрытие коллектора и приток нефти.После завершения бурения скважина с достижением проектной глубины и спуска эксплуатационной колонны начинается процесс освоения. Этот процесс включает перфорацию обсадной колонны напротив продуктивного пласта, вызов притока пластового флюида и очистку призабойной зоны от бурового раствора и цементного шлама. Также применяются различные конструкции заканчивания скважин со спуском фильтров-хвостовиков в зоны продуктивного горизонта, т.е. без подъема эксплуатационной колонны до устья и цементирования, в таких скважинах перфорация не проводится. В настоящее время фильтры-хвостовики диаметром 114,3 мм широко применяются в горизонтальных скважинах КазМунайГаза. Пласты, выраженные плотными породами, обычно не перекрывают обсадной колонной, а эксплуатируют с открытым забоем. 

Перфорация: происходит от латинского «perforatio» — «пробуравливание». В нефтегазовой отрасли перфорация — это создание отверстий в стенках обсадной колонны и цементного кольца напротив продуктивного пласта. Эти отверстия, выполняемые специальными перфораторами (кумулятивными, пулевыми, гидропескоструйными или др.), служат каналами для притока нефти и газа из пласта в скважину. Нефть, как и другие флюиды, проникает через эти перфорированные участки за счёт разницы давлений между пластовым и забойным, а также благодаря проницаемости породы-коллектора. Это процесс не столько фильтрации в понимании очистки, сколько направленного движения жидкости через поры породы и созданные каналы. Основная «фильтрация» (отделение воды и газа) и глубокая очистка нефти от механических примесей и других компонентов происходит уже на поверхности, на нефтесборных пунктах и установках подготовки нефти, а затем на нефтеперерабатывающих заводах.

Цель освоения — создание условий для оптимального притока нефти. Только после успешного освоения скважина вводится в эксплуатацию.

По состоянию на 2024 год, общий фонд скважин под операционным управлением КМГ составил 17 914 единиц, из них 13 830 единиц приходятся на действующий добывающий фонд скважин^[5]. Для сравнения, в 2023 году под управлением КазМунайГаза было 17 524 скважины, а в 2022 году — 16 704. Большая часть объёма добычи нефти и конденсата приходится на добычу от переходящего фонда скважин.

Методы эксплуатации скважин делятся на фонтанный и механизированный. Фонтанный способ применяется на месторождениях с высоким пластовым давлением, когда энергия пласта достаточна для самостоятельного подъема нефти на поверхность. В таких случаях добыча происходит за счет естественного притока. Однако по мере истощения месторождения и снижения пластового давления, что характерно для зрелых активов, применяются механизированные методы. Они включают различные технологии искусственного подъема:

• глубинно-насосные установки (ШГН), известные как «качалки», используют штанговые насосы для подъема жидкости.
• электроцентробежные насосы (ЭЦН), спускаемые непосредственно в скважину, обеспечивают высокообъемный подъем флюида.
• газлифт — метод, при котором в скважину закачивается газ, снижающий плотность столба жидкости и облегчающий её подъем.

Эти методы позволяют поддерживать добычу на месторождениях, где естественное пластовое давление уже недостаточно. Нефтяная скважина — это высокотехнологичный комплекс, требующий глубоких знаний в области геологии, бурения, разработки и эксплуатации месторождений, что является ключевым элементом для обеспечения энергетической безопасности и экономического развития страны.

Современные нефтяные скважины являются сложными инженерными комплексами, оснащёнными обширным набором технического оборудования для мониторинга и управления. На устье скважины устанавливаются различные приборы и датчики для измерения давления, температуры, дебита (объёма добываемой продукции). Внутри самой скважины, на разных глубинах, могут располагаться высокоточные глубинные датчики давления и температуры, а также расходомеры, позволяющие в реальном времени отслеживать параметры пласта и продуктивность различных интервалов.

Для передачи данных с этих глубинных приборов на поверхность используются различные системы телеметрии. Среди них — электрические кабели, оптоволоконные линии (обеспечивающие оптические способы телеметрии с высокой скоростью и точностью передачи данных), а также беспроводные технологии, использующие импульсы давления в скважинном флюиде. Эти данные в режиме онлайн поступают в центры управления, где специализированное программное обеспечение анализирует их, помогая операторам принимать оперативные решения по оптимизации режимов работы скважины, предотвращению аварийных ситуаций и максимизации добычи. Это оборудование позволяет создавать так называемые «умные» или «интеллектуальные» скважины, способные самостоятельно адаптироваться к изменяющимся пластовым условиям.

Комплекс данных, получаемых с таких «интеллектуальных скважин», служит основой для создания цифровых двойников месторождений — комплексных виртуальных моделей, которые в реальном времени отражают состояние и работу всего промысла. Этот подход позволяет не только оптимизировать работу отдельных скважин, но и управлять всем месторождением как единой системой, моделировать различные сценарии разработки и прогнозировать добычу с высокой точностью. Подробнее о том, как КазМуНайГаз внедряет эти технологии в рамках концепции «Интеллектуальное месторождение», можно прочитать в статье «Интеллектуальные месторождения. Кейсы КМГ»^[6]. Наряду с цифровизацией, для повышения нефтеотдачи на зрелых месторождениях КМГ также активно применяет и другие передовые методы, например, технологию гидроразрыва пласта (ГРП), о которой подробно рассказывается в материале «Что такое ГРП и как он помогает добывать нефть».

Список использованных источников